Du 19 mars au 30 juin 2018, l'espace questions-réponses permet à chacun de poser ses questions :
- soit sur la PPE au ministère de la Transition écologique et solidaire ;
- soit sur le débat public lui-même à la commission particulière du débat ;
et de commenter les réponses reçues.
Le ministère et la commission se sont engagés à répondre à toutes ces questions dans les 15 jours.
Les questions et leurs réponses sont publiques. Elles alimenteront le compte rendu du débat.
Apparaissent en premier ci-dessous les questions ayant reçu une réponse ou un commentaire en dernier.
Tous vos avis et commentaires sont soumis à une charte de modération
Il y a eu très peu d'avis sur super phenix (programme dit non rentable, et arrêté pour cause de dogmatisme et de lobying), alors je mets ma graine. C'est une technologie mature et prête à l’emploi, chère face à la concurrence des centrales actuelles du au coût bas de l'uranium, mais certainement moins chère que celles qui sont en train d'être construites à la Hague ou en Angleterre (qui fait découvrir tous les problèmes inhérents à tous les prototypes). Donc, face à un besoin grandissant d'électricité, pourquoi ne pas relancer le débat sur ce type de centrales ?
Les réacteurs de 4ème génération à neutrons rapides de type Superphénix ont la capacité de valoriser le plutonium et l’uranium contenus dans les combustibles usés MOx, ainsi que l’uranium appauvri. Ainsi, dans un parc composé exclusivement de tels réacteurs, la valorisation de ces matières permettrait de se passer totalement d’uranium naturel importé, d’accroître l’indépendance énergétique de la France et d’améliorer le confinement des déchets ultimes.
Néanmoins, le déploiement industriel de tels réacteurs et leur complémentarité avec un parc destiné à une production électrique de masse restent encore à démontrer. Pour rappel, durant sa dernière année de fonctionnement en 1996 en équivalent pleine puissance, le coefficient de disponibilité de Superphénix n’était que de 51,3 %, soit 30 points en-dessous du fonctionnement d’un réacteur du parc existant. De plus, la recherche réalisée depuis plus de 20 ans dans le cadre de la loi de 1991, puis de celle de 2006, a démontré que ces réacteurs ne permettaient pas de modifier profondément la gestion des déchets radioactifs de haute activité à vie longue. En effet, un parc composé entièrement de tels réacteurs permettrait de réduire l’emprise du stockage des déchets de haute activité à vie longue mais ne pourrait l’annuler. Enfin, la disponibilité des ressources mondiales en uranium est telle que le déploiement de tels réacteurs ne peut s’envisager qu’à l’horizon de la fin du siècle.
Cela étant, ces réacteurs continueront à faire l’objet de recherches, y compris au travers de collaborations internationales, dans une optique de fermeture du cycle du combustible nucléaire, au regard du caractère stratégique que revêt le traitement-recyclage de ce combustible pour le Gouvernement, comme cela a été réaffirmé dans la communication du Conseil des Ministres du 7 novembre 2017.
A ce titre, afin de relancer la R&D autour cette filière, un projet de construction d’un démonstrateur industriel appelé Astrid et piloté par le CEA a été lancé depuis 2010. Le projet ASTRID est aujourd’hui en phase d’avant-projet détaillé (APD) et ce jusqu’en 2019, date à laquelle l’État décidera de la poursuite ou non du projet. Il est prévu que la décision soit prise en prenant en compte plusieurs enjeux : (i) la gestion à long terme des matières et des déchets radioactifs ; (ii) la pertinence économique et la temporalité d’un déploiement d’une filière de réacteurs à neutrons rapides ; (iii) les possibilités de financement d’ASTRID par des partenaires industriels.
Dans vos réponses, les sources des informations ne sont pratiquement jamais citées. Pourriez-vous demander aux personnes faisant les réponses de communiquer systématiquement les sources, et particulièrement lorsqu'il s'agit de données chiffrées.
Monsieur,
à l'exception de celles qui s'adressent directement à la CPDP, toutes les réponses aux questions sont apportées par le Maître d'Ouvrage, la Direction de l'Énergie et du Climat (DGEC) du Ministère de la Transition Écologique et Solidaire (MTES). Les données fournies proviennent des services de la DGEC qui peut, si besoin, solliciter l'ADEME ou d'autres organismes tels que la CRE, RTE, etc. lorsque ces derniers sont directement impliqués par la question.
La CPDP vous remercie pour votre implication dans le débat.
Complément de réponse apporté par le maître d'ouvrage le 21 juin :
Les données sont rassemblées par le Service de la donnée et des études statistiques (SDES) du Ministère de la Transition écologique et solidaire (http://www.statistiques.developpement-durable.gouv.fr/energie-climat/966.html).
En particulier, pour les bilans énergétiques annuels, le SDES travaille avec l'aide ou les données des organismes suivants (par ordre alphabétique) :
Ademe Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie www.ademe.fr
AIE Agence internationale de l'énergie www.iea.org
Ceren Centre d'études et de recherches économiques sur l'énergie www.ceren.fr
CFBP Comité français du butane et du propane www.cfbp.fr
Citepa Centre interprofessionnel technique d'études de la pollution atmosphérique www.citepa.org
CPDP Comité professionnel du pétrole www.cpdp.org
CRE Commission de régulation de l’énergie www.cre.fr
DGEC Direction générale de l'énergie et du climat www.ecologique-solidaire.gouv.fr/politiques/energies
Douanes (DGDDI) Direction générale des douanes et droits indirects www.douane.gouv.fr
EDF Électricité de France www.edf.fr
Électricité de Mayotte www.electricitedemayotte.com
Enedis www.enedis.fr
Engie www.engie.fr
Epex European Power Exchange www.epexspot.com/fr/epex_spot_se
Eurostat Office statistique de l'Union européenne
FFA Fédération française de l’acier www.acier.org
GRTgaz www.grtgaz.com
Insee Institut national de la statistique et des études économiques www.insee.fr
Ministère de la Défense www.defense.gouv.fr
Observ'ER Observatoire des énergies renouvelables www.energies-renouvelables.org
RTE Réseau de transport d'électricité www.rte-france.com
SNCU/Fedene Syndicat national du chauffage urbain et de la climatisation urbaine www.fedene.fr
Snet Société nationale d'électricité thermique www.eon-france.com
SSP Service de la statistique et de la prospective (Ministère de l'agriculture et de l'alimentation) www.agreste.agriculture.gouv.fr
TIGF Transport et infrastructures gaz France www.tigf.fr
Uniper France www.uniper-energy.fr
En outre, le cadrage macro-économique des scénarios 2018 s’appuie sur une note de cadrage de l’Union européenne (rapport EU référence scenario).
Comme je ne sais pas quelle sera la suite de mon avis n°375, concernant ma demande prolongation de deux mois du débat, je pose la question suivante à la commission : Vu le nombre très important de questions encore sans réponses, nécessitant donc encore un travail important, la commission envisage-t-elle de demander l’augmentation du budget et la prolongation d’au moins deux mois du débat.
Monsieur,
il n'est pas prévu de prolongation du débat. C'est une possibilité qu'offre la loi en effet, mais il faut, pour que la CNDP décide la prolongation d'un débat public, que cette décision soit justifiée. Avec plus de cent réunions, des dizaines de cahiers d'acteurs, des centaines de contributions et avis, des milliers de réponses au questionnaire, des dizaines de milliers de visites sur le site internet du débat, rien ne justifie que le débat soit prolongé au-delà de la limite prévue à l'origine. Il en va de même pour le budget du débat, fixé dès le début du débat, et qui ne sera pas réévalué.
Toutes les questions posées en ligne recevront une réponse dans un délai de quinze jours après la fin du débat.
La CPDP vous remercie pour votre implication dans le débat.
Pourriez-vous systématiquement indiquer le nom de l'organisme qui a apporté chaque réponse ?
Monsieur,
à l'exception de celles qui s'adressent directement à la CPDP, toutes les réponses aux questions sont apportées par le Maître d'Ouvrage, la Direction de l'Énergie et du Climat (DGEC) du Ministère de la Transition Écologique et Solidaire (MTES). Les données fournies proviennent des services de la DGEC qui peut, si besoin, solliciter l'ADEME ou d'autres organismes tels que la CRE, RTE, etc. lorsque ces derniers sont directement impliqués par la question.
La CPDP vous remercie pour votre implication dans le débat.
Complément de réponse apporté par le maître d'ouvrage le 21 juin :
Les données sont rassemblées par le Service de la donnée et des études statistiques (SDES) du Ministère de la Transition écologique et solidaire (http://www.statistiques.developpement-durable.gouv.fr/energie-climat/966.html).
En particulier, pour les bilans énergétiques annuels, le SDES travaille avec l'aide ou les données des organismes suivants (par ordre alphabétique) :
Ademe Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie www.ademe.fr
AIE Agence internationale de l'énergie www.iea.org
Ceren Centre d'études et de recherches économiques sur l'énergie www.ceren.fr
CFBP Comité français du butane et du propane www.cfbp.fr
Citepa Centre interprofessionnel technique d'études de la pollution atmosphérique www.citepa.org
CPDP Comité professionnel du pétrole www.cpdp.org
CRE Commission de régulation de l’énergie www.cre.fr
DGEC Direction générale de l'énergie et du climat www.ecologique-solidaire.gouv.fr/politiques/energies
Douanes (DGDDI) Direction générale des douanes et droits indirects www.douane.gouv.fr
EDF Électricité de France www.edf.fr
Électricité de Mayotte www.electricitedemayotte.com
Enedis www.enedis.fr
Engie www.engie.fr
Epex European Power Exchange www.epexspot.com/fr/epex_spot_se
Eurostat Office statistique de l'Union européenne
FFA Fédération française de l’acier www.acier.org
GRTgaz www.grtgaz.com
Insee Institut national de la statistique et des études économiques www.insee.fr
Ministère de la Défense www.defense.gouv.fr
Observ'ER Observatoire des énergies renouvelables www.energies-renouvelables.org
RTE Réseau de transport d'électricité www.rte-france.com
SNCU/Fedene Syndicat national du chauffage urbain et de la climatisation urbaine www.fedene.fr
Snet Société nationale d'électricité thermique www.eon-france.com
SSP Service de la statistique et de la prospective (Ministère de l'agriculture et de l'alimentation) www.agreste.agriculture.gouv.fr
TIGF Transport et infrastructures gaz France www.tigf.fr
Uniper France www.uniper-energy.fr
En outre, le cadrage macro-économique des scénarios 2018 s’appuie sur une note de cadrage de l’Union européenne (rapport EU référence scenario).
En quoi taxer le CO2 dans le domaine de la sidérurgie en Europe va-t-il faire avancer la transition énergétique ? N'y a-t-il pas un risque réel que l'acier qui ne se fasse pas sur le sol européen, se fasse en Chine ou aux Etats-Unis ? Les taxes C02 seraient une bonne chose si elles étaient appliquées au même niveau sur toute la planète, or il n'existe pas de taxe C02 dans quelques pays... Donc à mon sens cela ne sert à rien au bilan global pour la planète mais cela sert uniquement à délocaliser nos industries... et a créer du chômage.
Nous vous remercions pour votre contribution qui enrichira la réflexion en vue de l’élaboration de la programmation pluriannuelle de l’énergie.
Comme la plupart des secteurs industriels, la sidérurgie est soumise au marché carbone européen (EU ETS). Les entreprises doivent acheter des « quotas d’émission » et chaque année, restituer aux pouvoirs publics un quota d’émission pour chaque tonne d’équivalent CO2 émise. L’objectif de ce marché carbone est de réduire les émissions de gaz à effet de serre de l’industrie d’une façon efficace du point de vue économique.
Des mesures ont été prises pour protéger l’industrie européenne de la concurrence venant de pays n’ayant pas de politiques climatiques équivalentes et éviter les délocalisations vers de tels pays (phénomène de « fuite carbone »). Ainsi, tous les secteurs industriels reçoivent gratuitement une partie des quotas d’émission qui leur sont nécessaires (hormis la production d’électricité, car elle est non délocalisable). Pour cela, un niveau de référence est déterminé pour chaque secteur, qui correspond aux émissions annuelles par unité de production d’une entreprise appliquant les meilleures pratiques disponibles (moyenne des 10 % d’entreprises les plus performantes du secteur). Si un secteur est considéré fortement exposé à la concurrence internationale (cela concerne 97 % des émissions soumises au marché carbone européen), chaque entreprise reçoit, par unité de production, 100 % de ce niveau de référence en quotas gratuits : si elle émet moins que ce niveau, elle reçoit donc plus de quotas gratuits qu’elle n’en consomme et pourra en revendre ; si elle émet plus, elle devra acheter des quotas supplémentaires. Les secteurs qui ne sont pas considérés fortement exposés à la concurrence internationale reçoivent moins de quotas gratuits, car le risque de délocalisation à cause de la tarification du carbone est jugé faible. Pour eux, le taux de quotas gratuits reçus diminue au cours du temps : 80 % du niveau de référence en 2013 jusqu’à 30 % en 2020. Le taux de 30 % sera maintenu entre 2020 et 2025 puis recommencera à décroître à partir de 2026 jusqu’à 0 % en 2030.
D’autres mesures existent pour protéger l’industrie. Ainsi, le marché carbone contribue à renchérir les prix de l’énergie pour les industriels. Or, ceux-ci peuvent être déterminants dans la concurrence internationale. Les entreprises consommant beaucoup d’électricité bénéficient de trois types de réduction sur les coûts de l’électricité en fonction des bénéfices qu’elles apportent :
- un niveau réduit de Contribution au service public de l’électricité (CSPE) sur leur consommation d’électricité : elles paient entre 0,5 et 7,5 €/MWh au lieu de 22,5 €/MWh. Le tarif est fixé selon l’importance de leur consommation d’électricité et leur exposition à la concurrence internationale ;
- une réduction des tarifs de transport qui peut atteindre 90 % du tarif d’utilisation du réseau pour les sites les plus consommateurs d’électricité. Pour en bénéficier, l’entreprise doit mettre en œuvre une politique de performance énergétique, contrôlée par l’État ;
- un dispositif de « compensation carbone » qui compense le coût des quotas d’émissions du marché carbone européen, répercuté dans les prix de l’électricité. En 2017, ces entreprises seront compensées à hauteur de 80 % du surcoût estimé.
Pour les entreprises consommant beaucoup de gaz, des dispositifs de soutien ont également été mis en place. Le gaz provenant du nord est aujourd’hui moins cher que le gaz provenant du sud. Un accès prioritaire à la liaison nord-sud a été donné à ces entreprises exposées. Des renforcements du réseau de transport sont en cours, afin de faciliter la circulation du gaz naturel entre le nord et le sud de la France, ce qui devrait unifier les prix fin 2018. Les entreprises consommant beaucoup de gaz bénéficient d’une réduction de la taxe intérieure sur la consommation de gaz naturel. Le principe de rémunération ou de rabais pour ces entreprises en fonction des bénéfices qu’elles apportent au système gazier est également prévu par la loi : réduction des tarifs d’utilisation des réseaux de transport et de distribution de gaz naturel, ou un dispositif d’interruptibilité de la consommation de gaz naturel.
Il convient de plus de noter que de plus en plus de régions dans le monde mettent en place des politiques de tarification du carbone, par des taxes ou des marchés d’échange de quotas. Ainsi, la Chine a annoncé fin 2017 le lancement de son marché carbone national en 2018, qui commencera par une phase de test. Lorsqu’il sera en place, plus de 20 % des émissions de gaz à effet de serre dans le monde seront soumises à un prix du carbone. Ce mouvement international permet d’espérer qu’à terme, le différentiel de compétitivité induit par les politiques climatiques européennes sera moindre.
En attendant, la France plaide au niveau européen pour la mise en place d’une « taxe carbone » aux frontières de l’Union européenne, qui permettrait de faire payer aux biens importés le même prix du carbone que les biens produits en Europe. Une telle taxe permettrait d’avoir des politiques encore plus ambitieuses sur le prix du carbone sans défavoriser l’industrie européenne, qui resterait sur un pied d’égalité avec ses concurrents internationaux, tout en étant conforme aux règles de l’Organisation mondiale du commerce.
Dans sa réponse à la question 268 le maître d'ouvrage indique que l'équilibre des efforts demandés à la France (37%) et à l'Allemagne (38%) est équilibré pour la partie hors ETS. Il me semble que c'est sur les émissions globales que la convergence des émissions par habitant (à PIB/p équivalent) devrait être requise le plus rapidement possible. Or le maître d'ouvrage indique que les émissions du secteur énergétique sont très supérieures en Allemagne (33% au lieu de 8%). Or ce secteur ne semble pas devoir être contraint, l'Allemagne refusant la mise en place d'un prix dissuasif de la tonne de CO2 au niveau européen.
Question : Que fait la France au niveau européen pour s'assurer d'une convergence progressive des émissions par habitant alors que pour la partie ETS l'objectif est européen et non par pays ? Pourquoi cet avantage donné au pays le plus riche d'Europe ?
Nous vous remercions pour votre contribution au débat.
Les émissions globales de l’Allemagne sont effectivement bien supérieures à celles de la France. Ainsi, en 2016, les émissions de l’Allemagne étaient de 909 MtCO2e (hors secteur des terres[1]) en baisse de 27 % par rapport à 1990. Les émissions par habitant sont passées de 15,8 à 11 tCO2e par habitant. Les émissions françaises étaient de 458 MtCO2e en 2016, en baisse de 16 % par rapport à 1990, et les émissions par habitant sont passées de 9,4 à 6,8 tCO2e par habitant. Toutefois comme vous l’évoquez, ces émissions globales incluent le secteur énergétique, qui représente 33 % des émissions allemandes contre seulement 8 % en France, mais également le secteur industriel, plus important en Allemagne. Or ces deux secteurs sont soumis au marché carbone européen et ne sont donc pas inclus dans les objectifs de réductions fixés par le règlement sur le partage de l’effort.
Part des émissions couvertes par le règlement sur le partage de l’effort :
En se limitant aux secteurs soumis au règlement sur le partage de l’effort, les émissions en 2005 étaient de 470 MtCO2e pour l’Allemagne (soit 5,7 tCO2e/habitant) et de 394 MtCO2e en France (soit 6,2 tCO2e /habitant). En 2015, ces émissions étaient de 444 MtCO2e pour l’Allemagne (soit 5,5 tCO2e/habitant) et de 353 MtCO2e (soit 5,3 tCO2e /habitant) pour la France. Ainsi, les émissions par habitant limitées aux secteurs soumis au règlement sur le partage de l’effort sont en réalité proches en France et en Allemagne, du fait de la structure très différente des émissions des deux pays.
En 2030, selon la trajectoire établie par le règlement, les émissions respectives de l’Allemagne et de la France pour le secteur soumis au règlement sur le partage de l’effort seraient respectivement 292 MtCO2e et 248 MtCO2e., soit environ 3,53 tCO2e /habitant et 3,47 tCO2e /habitant en supposant que le taux de croissance de la population reste le même que lors des dix dernières années. Ainsi, le règlement sur le partage de l’effort permet une convergence des émissions par habitant entre la France et l’Allemagne sur les domaines qu’il couvre.
Part des émissions soumises au marché carbone européen :
Le reste des émissions est soumis au marché carbone européen, dont l’objectif de réduction est fixé au niveau de l’UE, sans répartition par État membre.
Notamment du fait de la part importante du charbon dans son mix énergétique, les émissions de l’Allemagne sont bien plus importantes que celles de la France pour la partie soumise au marché carbone européen : environ 453 MtCO2e en 2016 contre 101 MtCO2e, soit 5,5 tCO2e/habitant pour l’Allemagne et 1,5 tCO2e/habitant pour la France.
Il est difficile de prédire l’évolution des émissions par habitant car l’objectif de réduction des émissions couvertes par le marché carbone est seulement défini au niveau européen (-43% en 2030 par rapport à 2005) et n’est pas décliné par pays. Il s’agit là d’une volonté du législateur pour permettre que les quotas d’émission puissent s’échanger librement entre les différents pays de l’Union européenne, ce qui augmente l’efficacité économique du système. L’objectif du marché carbone européen n’est pas une convergence des émissions couvertes par habitant entre les différents États membres mais la réduction des émissions totales des secteurs couverts, d’une façon efficace du point de vue économique.
Cependant, cela n’avantage pas nécessairement les pays qui ont le plus d’émissions. Ainsi, en tenant compte des quotas gratuits distribués à l’industrie pour la protéger contre la concurrence internationale, les secteurs allemands soumis au marché carbone européen ont dû acheter 303 millions de quotas en 2016, alors que les secteurs français ont dû acheter seulement 26 millions de quotas. La directive ETS répartit les revenus des quotas mis aux enchères entre les États. En 2016, l’Allemagne a reçu les revenus des enchères de 197 millions de quotas et la France de 54 millions de quotas. Ainsi, en bilan global, l’Allemagne a été contributeur net au marché carbone européen, en achetant 106 millions de quotas dans les autres États membres, alors que la France a été bénéficiaire net, en vendant 28 millions de quotas au reste de l’Europe. L’Allemagne n’est donc pas avantagée par le système du marché carbone.
Par ailleurs, la France plaide pour l’instauration au niveau européen d’un prix minimum du carbone sur le secteur de la production électrique. Un tel prix minimum, fixé aux alentours de 25 à 30 €/t, permettrait d’accélérer la décarbonation du mix électrique en rendant les centrales à charbon moins compétitives que les centrales à gaz.
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[1] Secteur dit UTCATF en français : Utilisation des terres, changements d’affectation des terres et forêt, prenant en compte les émissions et absorptions liées, LULUCF en anglais
Je trouve étonnant que, dans votre réponse à la question n°86 "Efficacité de l'investissement public pour lutter contre le réchauffement climatique", vous ne fassiez pas état de la publication du gouvernement français (Direction du trésor), lettre n° 162 Mars 2016, "Les énergies renouvelables : quels enjeux de politique publique ?", qui inclut notamment (en plus d'explications détaillées sur la méthodologie de calcul) le tableau 5 : coûts pour la collectivité des émissions évitées par le déploiement des EnR Coût de la tonne.
Mes questions sont :
1) considérez-vous cette publication inutile ?
2) considérez-vous que les résultats de ce tableau ne doivent pas être pris en compte dans la définition des solutions de la PPE ?
Nota : ce document est disponible à https://www.tresor.economie.gouv.fr/Articles/df632d35-2504-4a94-8eee-aea...
Nous vous remercions pour votre contribution au débat. Le Gouvernement mobilise l’ensemble de ses ressources disponibles en vue de l’élaboration de la Programmation pluriannuelle de l’énergie de 2018, notamment celles de la Direction générale du Trésor.
Parmi les outils pour évaluer l'efficacité des investissements publics, le coût en euros par tonne de CO2 évitée est un indicateur fréquemment utilisé dans le cadre des évaluations climat. Cet indicateur permet d'éclairer les choix même s'il a des limites. Il peut en effet être nécessaire d’investir dans des mesures dont le coût rapporté à la tonne de CO2 est élevé dans le cas de technologies encore en développement ou de mesures nécessitant des temps de développement importants.
Le Commissariat général au développement durable du ministère de la Transition écologique et solidaire a ainsi développé un outil de modélisation, dénommé Titan, qui permet d’étudier des trajectoires optimales de réduction des émissions de gaz à effet de serre compte tenu du coût rapporté à la tonne de CO2, du potentiel de réduction de ces mesures mais également du temps de déploiement des mesures[1].
Ces trajectoires doivent cependant là encore être utilisées avec précaution. Les mesures de réduction des émissions de gaz à effet de serre doivent être choisies en prenant en compte l’ensemble des impacts des mesures et de leurs co-bénéfices, et non pas uniquement les coûts rapportés à la tonne de CO2 économisée. Ceci supposerait de réaliser de façon systématique des évaluations socio-économiques complètes. En pratique, ce type d’évaluation, qui est complexe, est réservé aux projets et mesures les plus importants et dont les effets sont les plus complexes. Enfin, il est également nécessaire de prendre en compte les enjeux d'acceptabilité des mesures.
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[1] Cf. notamment le travail de novembre 2016.
Comme il est souligné par plusieurs acteurs au débat, de nombreuses questions demeurent en cette mi-juin : je ne doute pas de la capacité de la MO à apporter une réponse de tendance à ces questions, mais d'une part une tendance ne constituerait pas une réponse en vérité technique (énergétique, environnementale, économique et financière, sociale), d'autre part les enjeux sont tels qu'à telle ou telle bonne question demeurant pendante, il doit être apporté une réponse après avoir pris la précaution de consulter les experts ou autorités techniques compétentes légitimes, de préférence pluridisciplinaires. Et cette réponse doit s'avérer aussi transparente que souhaitable, à l'instar du présent débat.
En d'autres termes, le présent débat public ne me semble pas pouvoir s'arrêter au 30 juin.
Parmi les solutions possibles, le débat pourrait être repris après une interruption destinée à clarifier les points pendants (réponses possibles, qualifiées au regard de grilles de choix rendues publiques). Une telle suspension permettrait en outre de prendre en compte les dimensions quasi-ignorées d'une PPE insuffisamment pluridisciplinaire, trop centrée sur le contenu technique de la transition et ignorant la question environnementale-biodiversité (la réduction des GES est importante mais ne constitue pas la seule dimension environnementale), la question sociale, et la question du coût complet de la programmation. Ne serait-il pas temps en effet, dans un pays réputé cartésien, d'avoir une approche systémique plutôt que segmentée ? Vous savez bien que lorsqu'on segmente, il n'y a personne pour rabouter les segments et c'est le lobby le plus fort qui gagne... Je rappelle qu'autrefois l'on avait le Plan. Penser à intégrer une analyse des risques, également.
Monsieur,
La question que vous soulevez est tout à fait pertinente, toutefois il n'est pas possible juridiquement de prolonger le débat après sa clôture. Le présent débat se terminera donc le 30 juin, comme prévu initialement. Néanmoins, la CPDP pourrait dans son rapport recommander au maître d'ouvrage une poursuite du débat sous d'autres formes, à définir, jusqu'à l'adoption de la prochaine PPE et même au-delà, pour l'exercice 2023-2028. Pour répondre à vos préoccupations, la première version du texte de la PPE sera soumis, durant le deuxième semestre 2018, à l'évaluation de plusieurs comités d'experts et de suivi, chargés de l'amender et de l'enrichir de leurs différents avis. Cette version initiale reviendra également à l'automne devant les citoyens sous forme d'une consultation électronique du public (voir édito du 26 juin sur https://ppe.debatpublic.fr).
La CPDP vous remercie pour votre participation et votre implication dans le débat.
Dans les scénarios et les questionnements concernant la transition énergétique, on parle presqu'exclusivement, pour le domaine de la fourniture d'électricité, de la satisfaction de l'équilibre entre la consommation (clients) et la production (fournisseurs d'électricité). Les différents scénarios raisonnent sur des prévisions de grands équilibres, à différentes échelles géographiques intra-européennes (niveau national essentiellement), et à des horizons de temps qui vont du pluriannuel à l'infrajournalier. Dans les études les plus détaillées cependant, cet horizon infra-journalier descend rarement sous le pas horaire.
Cet équilibre, quand il est démontré par ces études, n'est pourtant qu'un équilibre STATIQUE.
Or, les lois basiques de fonctionnement d'un réseau électrique comportent aussi une notion fondamentale, l'analyse du comportement DYNAMIQUE de ce réseau à la suite d'un déséquilibre rapide (parfois de l'ordre de quelques millisecondes, jusqu'à quelques secondes), provoqué par exemple par des court-circuits entre lignes de transport, par des coups de foudre, par des surcharges non-éliminées par les protections, par des fausses manoeuvres de gestion de ces réseaux, par des avaries de matériels importants (transformateurs de puissance, gros matériels de production...), etc.
La nécessité de cet équilibre DYNAMIQUE, tout aussi important (voire plus, car son absence peut conduire rapidement à des BLACK-OUT régionaux, nationaux, voire à l'échelle de plusieurs pays), n'est pas pris en compte me semble-t-il à sa juste mesure dans les réflexions en cours. Il existe certes un certain nombre de réponses technologiques et/ou réglementaires plus ou moins complexes et coûteuses pour garantir la sûreté du système électrique face à ces situations incidentelles somme toute fréquentes : par ordre de rapidité de réponse, on trouve la fourniture de « services-systèmes », l'existence d'un mécanisme d'ajustement fondé sur l'existence de réserves (plus ou moins) rapides, la mise en oeuvre de dispositifs contractuels d'effacements.
Il existe aussi un dispositif qui ne coûte rien (car inhérent à l'existence des grandes machines tournantes elles-mêmes) et est garanti en toute circonstance et à tout moment (car basé sur les lois de la physique des masses tournantes), l'INERTIE. Il est consubstanciel au réglage primaire de la fréquence, mais n'existe que grâce aux machines tournantes lourdes (tant les machines de production que les machines clientes).
Comme le rappelle plus généralement l'Observatoire de l'Industrie Electrique en avril 2017, « (...) les technologies classiques de production d'électricité à l'aide d'alternateur comme ceux utilisés dans les centrales thermiques (nucléaire ou à combustible fossile), ou des EnR comme l'hydroélectricité constituent des masses tournantes, quelquefois de plusieurs dizaines de tonnes, qui sont autant de résistance au ralentissement ou à l'accélération de leur rotation. L'inertie physique de ces moyens de production est importante pour le maintien de la fréquence du réseau au quotidien. Tous les moyens de production ne sont pas égaux en matière d'inertie. Les moyens qui génèrent de l'électricité à l'aide de masses tournantes ont un effet stabilisateur important pour le réseau. Ces moyens de production sont actuellement très majoritaires dans le système électrique européen, offrant une abondance d'inertie. Un changement important de technologies de production pourrait entrainer une baisse de la stabilité de la fréquence de l'onde électrique, qu'il faudrait prendre en compte en introduisant des dispositifs complémentaires : techniques, réglementaires ou commerciaux. ».
On peut analyser aussi avec intérêt le rapport de l'UCTE relatif au dernier grand black-out européen du 4 novembre 2006, d'origine allemande, qui met en évidence le rôle primordial des parcs thermique, nucléaire et hydraulique français et espagnol dans la reprise rapide de la situation, alors que 60% de la production éolienne allemande s'etait déconnectée automatiquement du réseau. (https://www.entsoe.eu/fileadmin/user_upload/_library/publications/ce/oth...)
Dans ce cadre, un scénario « 100% renouvelable » comme proposé par l'ADEME laisse reposer cette participation à la stabilité du réseau sur des moyens dont la mise en oeuvre n'est pas garantie à tout moment : la participation des grandes machines tournantes hydrauliques est minime l'été, celle des éoliennes est limitée par les conditions météorologiques et par des contraintes de conceptions ne leur autorisant pas d'excursion de fréquence notable (par ailleurs elles sont essentiellement raccordées au réseau moyenne tension et pas au réseau THT), celle du photovoltaîque est nulle.
Ma question est la suivante :
La participation à la sûreté du système électrique par les grandes machines tournantes, par le simple fait de leur inertie, a-t-elle une limite inférieure au delà de laquelle cette sûreté serait dégradée par rapport aux objectifs actuels ? Quel serait alors le rapport risque / coût pour la société d'un black-out futur, par rapport à ce qui est aujourd'hui admis ?
Comment cette limite pourrait-elle être traduite dans la P.P.E ou dans les dispositifs réglementaires en découlant, et comment sa mise en oeuvre pourrait-elle être mesurée ?
Quel coût représentera pour la société, les fournisseurs d'électricité et leurs clients, la dégradation de la fourniture de ce « service système » gratuit et son remplacement par des matériels ou des installations complémentaires, en fonction de l'évolution de la proportion relative des grands types de moyens de production que proposera la P.P.E ?
La contribution de Georges Sapy consacrée à la nouvelle réglementation thermique des logements neufs pose la question des motivations de ses auteurs. La précédente, la RT 2012 avait été qualifiée de « Chef d’œuvre de l’art bureaucratique » par un économiste. Le projet en rajoute. La notion d’énergie primaire est incompréhensible par nos concitoyens, je l’ai vérifié en tentant d’expliquer un diagnostic énergie de mon immeuble qui y faisait référence. Quel est le but ? Que les logements neufs contribuent à faire baisser les émissions de ce secteur ? Georges Sapy démontre le contraire. Bannir le chauffage électrique ? Alors pourquoi ne pas dire plus simplement. J’ai noté que tous les représentants des intérêts gaziers expriment leur satisfaction face à ce projet. On le comprend. Le gaz de schiste américain et la Russie se frottent les mains. L’enjeu climatique est signifiant : d’ici 2030, 400 000 logements neufs par an sur 12 ans, soit 4 800 000 logements de 100 mètres carré à 50 KWh/an donnent 2, 4TWh. La différence entre le gaz et un mix pompe à chaleur-radiateurs donne 150 grammes de CO2/KWh. D’où 3,6 M de tonnes de gaz carbonique émis dans l’atmosphère. Or la France doit gagner 100 M de tonnes equCO2 pour tenir l’objectif de moins 40% de la COP21. Le Maître d’ouvrage peut-il nous dire s’il retient les orientations de ce projet de réglementation, et si oui pour quels objectifs ?
Nous vous remercions pour votre contribution qui viendra enrichir notre réflexion.
Dans la lignée de l’Accord de Paris, la France engage la filière du bâtiment vers une ambition sans précédent pour produire des bâtiments à énergie positive et faible empreinte carbone au travers d’une démarche collective et partagée.
La France place le secteur du bâtiment au cœur de sa stratégie pour relever le défi du changement climatique. Le bâtiment représente près de 45 % de la consommation énergétique nationale et de plus 25 % des émissions de gaz à effet de serre.
Le choix de l’énergie primaire[1] dans la réglementation thermique des bâtiments est la conséquence directe des directives européennes sur la performance énergétique des bâtiments (DPEB, Directive 2010/31/UE). Cela permet de traduire l’impact du bâtiment sur les ressources naturelles, et donc d’agir sur la ponction en ressources naturelles. Cela répond à d’autres grands objectifs de l’État : préservation des ressources naturelles ; amélioration de la balance commerciale (la plupart des ressources en énergie étant importées).
Par ailleurs, les conséquences en termes de pénétration du gaz dans le secteur résidentiel-tertiaire neuf et d’émissions de gaz à effet de serre sont à nuancer.
En effet, le Conseil général de l'environnement et du développement durable (CGEDD) conduit actuellement une mission d'évaluation de la réglementation thermique de 2012 en vue de la prochaine réglementation, en concertation avec les services du ministère de la Transition écologique et solidaire et du ministère de la Cohésion des territoires.
Les premiers éléments de cette évaluation de la réglementation thermique de 2012 ont été résumés récemment dans un article que les Annales des Mines ont édité dernièrement au sein du livret n°90 "Le bâtiment dans la transition énergétique" (avril 2018). Celui-ci indique :
« L’évaluation de la RT 2012 montre que l’objectif de consommation très ambitieux fixé par le Grenelle de l’Environnement (50 kWhep/m2/an) a été atteint grâce à des équipements plus performants et plus complexes – pompes à chaleur et chaudières à condensation – et à une meilleure coordination des acteurs de l’enveloppe et des systèmes, qui a pu s’appuyer sur des actions publiques en formation, en information et en soutien à l’innovation.
En matière d’énergie utilisée, ont été constatés des effets « majoritaires », avec une prédominance du gaz, dans le logement collectif, et celle des pompes à chaleur, dans les maisons individuelles.
En matière de confort, des problèmes de surchauffe en été ont également été relevés, même dans des bâtiments bien isolés.
Des surcoûts en matière d’enveloppe et d’équipements ont été observés, qui seraient compensés (même si sur ce point il existe encore un manque de recul) par des coûts d’utilisation moins élevés. »
En ce qui concerne les émissions de gaz à effet de serre des logements neufs (assujettis à la RT 2012), il convient de rappeler qu'entre 1999 et 2015, la consommation finale d’énergie du secteur résidentiel a diminué de 8 %. Après une période relativement stable, elle diminue progressivement depuis 2010 (- 5 % entre 2010 et 2015) pour atteindre une consommation totale de 472 TWh en 2015 (informations Observations et statistiques – Ministère de la Transition écologique et solidaire).
Si la RT 2012 entraîne bien une baisse des émissions de CO2 dans les constructions neuves, les résultats sont encore plus importants si les énergies utilisées sont peu carbonées. A ce jour, la RT 2012 ne fixe pas d'exigences en termes d'émission de gaz à effet de serre.
A l’horizon 2018, un standard environnemental ambitieux sera mis en place pour les bâtiments neufs. Dès aujourd’hui, l’État, les acteurs économiques et les associations préparent conjointement cette ambition pour contribuer à la lutte contre le changement climatique autour de deux grandes orientations pour la construction neuve :
- la généralisation des bâtiments à énergie positive ;
- le déploiement de bâtiments à faible empreinte carbone tout au long de leur cycle de vie, depuis la conception jusqu’à la démolition.
La future réglementation thermique et environnementale, qui s'appuiera sur l'expérimentation E+ C-, ne se limitera pas à la prise en considération des émissions de gaz à effet de serre au niveau des performances énergétiques mais prendra également en compte l'analyse de cycle de vie (ACV) des bâtiments. C’est bien une performance globale du bâtiment, à la fois sur ses consommations en énergie primaire et sur les émissions de gaz à effet de serre qui, est recherchée.
Afin de préparer la future réglementation environnementale de la construction neuve sur une base partagée et pragmatique, une expérimentation nationale est lancée pour tester en grandeur réelle des niveaux d’ambition nouveaux et les questions de faisabilité.
Cette démarche est décrite au lien suivant : http://www.batiment-energiecarbone.fr/
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[1] Définie par la Directive 2010/31/UE comme une « énergie provenant de sources renouvelables ou non renouvelables qui n’a subi aucun processus de conversion ni de transformation ».